展品99.2
Emera公司
未经审计的汇总 合并
中期财务报表
March 31, 2022 and 2021
32
Emera Inc.
简明综合损益表(未经审计)
| 对于 | 截至3月31日的三个月 | |||||||
| 百万加元(每股除外) | 2022 | 2021 | ||||||
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| 营业收入 |
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| 稳压电力 |
$ | 1,273 | $ | 1,102 | ||||
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| 受管制气体 |
502 | 393 | ||||||
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||||||||
| 不受监管 |
240 | 117 | ||||||
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| 营业总收入(附注5) |
2,015 | 1,612 | ||||||
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||||||||
| 运营费用 |
||||||||
| 发电和购电用受管制燃料 |
477 | 395 | ||||||
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||||||||
| 天然气管制成本 |
256 | 157 | ||||||
|
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||||||||
| 发电和购电用不受管制的燃料 |
- | (1) | ||||||
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||||||||
| 操作、维护和一般情况 |
387 | 318 | ||||||
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||||||||
| 省、州、市税 |
86 | 80 | ||||||
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||||||||
| 折旧及摊销 |
230 | 226 | ||||||
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||||||||
| 总运营费用 |
1,436 | 1,175 | ||||||
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||||||||
| 营业收入 |
579 | 437 | ||||||
|
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||||||||
| 股权投资收益(附注7) |
27 | 41 | ||||||
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||||||||
| 其他收入，净额 |
23 | 20 | ||||||
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||||||||
| 利息支出，净额 |
156 | 157 | ||||||
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||||||||
| 未计提所得税准备的收入 |
473 | 341 | ||||||
|
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||||||||
| 所得税支出(附注8) |
95 | 56 | ||||||
|
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||||||||
| 净收入 |
378 | 285 | ||||||
|
|
||||||||
| 附属公司的非控股权益 |
- | 1 | ||||||
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||||||||
| 优先股股息 |
16 | 11 | ||||||
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||||||||
| 普通股股东应占净收益 |
$ | 362 | $ | 273 | ||||
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| 已发行普通股加权平均股份(百万股)(附注10) |
||||||||
| 基本信息 |
261.8 | 253.5 | ||||||
|
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||||||||
| 稀释 |
262.3 | 253.8 | ||||||
|
|
||||||||
| 普通股每股收益(附注10) |
||||||||
| 基本信息 |
$ | 1.38 | $ | 1.08 | ||||
|
|
||||||||
| 稀释 |
$ | 1.38 | $ | 1.08 | ||||
|
|
||||||||
| 宣布的每股普通股股息 |
$ | 0.6625 | $ | 0.6375 | ||||
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|
附注 是这些简明综合中期财务报表的组成部分。 |
| |||||||
33
Emera Inc.
简明综合全面收益表(未经审计)
| 对于 | 截至3月31日的三个月 | |||||||
| 数百万加元 | 2022 | 2021 | ||||||
|
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||||||||
| 净收入 |
$ | 378 | $ | 285 | ||||
|
|
||||||||
| 其他综合收益(亏损)，税后净额 |
||||||||
| 外币折算调整 |
(138) | (111) | ||||||
|
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||||||||
| 净投资对冲的未实现收益(1)(2) |
19 | 16 | ||||||
|
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||||||||
| 现金流对冲 |
||||||||
| 导数净收益(3) |
- | 24 | ||||||
|
|
||||||||
| 减去：收入中包括的收益的重新分类调整 |
(1) | - | ||||||
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|
||||||||
| 现金流量套期保值的净影响 |
(1) | 24 | ||||||
|
|
||||||||
| 未确认养恤金和退休后福利债务净变化 |
(10) | 5 | ||||||
|
|
||||||||
| 其他综合损失(4) |
$ | (130) | $ | (66) | ||||
|
|
||||||||
| 综合收益 |
248 | 219 | ||||||
|
|
||||||||
| 非控股利息的综合收益 |
- | 1 | ||||||
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||||||||
| Emera Inc.的综合收益 |
$ | 248 | $ | 218 | ||||
|
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||||||||
| 附注是这些简明综合中期财务报表的组成部分。
1)公司已指定12亿美元(美元) 面值的混合票据作为其在美元计价业务中的净投资的外币风险对冲。 2)截至2022年3月31日的三个月的税费净额为300万美元 (2021-300万美元)。 3)截至2022年3月31日的三个月的税费净额为零(2021-800万美元支出) 。 4)截至2022年3月31日的三个月的税费净额为300万美元(2021年-1100万美元)。 |
| |||||||
34
Emera Inc.
简明综合资产负债表(未经审计)
| 截至 |
3月31日 | 12月31日 | ||||||
| 数百万加元 | 2022 | 2021 | ||||||
|
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||||||||
| 资产 |
||||||||
| 流动资产 |
||||||||
| 现金和现金等价物 |
$ | 381 | $ 394 | |||||
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|
||||||||
| 受限现金(附注22) |
23 | 23 | ||||||
|
|
||||||||
| 库存 |
438 | 538 | ||||||
|
|
||||||||
| 衍生工具(附注12及13) |
384 | 195 | ||||||
|
|
||||||||
| 监管资产(注6) |
337 | 253 | ||||||
|
|
||||||||
| 应收款和其他流动资产(附注15) |
1,825 | 1,733 | ||||||
|
|
||||||||
| 3,388 | 3,136 | |||||||
|
|
||||||||
| 不动产、厂房和设备，扣除累计折旧和摊销后的净额分别为8715美元和8739美元 | 20,211 | 20,353 | ||||||
|
|
||||||||
| 其他资产 |
||||||||
| 递延所得税(附注8) |
234 | 295 | ||||||
|
|
||||||||
| 衍生工具(附注12及13) |
84 | 106 | ||||||
|
|
||||||||
| 监管资产(注6) |
2,321 | 2,313 | ||||||
|
|
||||||||
| 直接融资型和销售型租赁的净投资(附注16) |
606 | 503 | ||||||
|
|
||||||||
| 受重大影响的投资(附注7) |
1,388 | 1,382 | ||||||
|
|
||||||||
| 商誉 |
5,614 | 5,696 | ||||||
|
|
||||||||
| 其他长期资产 |
491 | 460 | ||||||
|
|
||||||||
| 10,738 | 10,755 | |||||||
|
|
||||||||
| 总资产 |
$ | 34,337 | $ 34,244 | |||||
|
|
||||||||
| 负债与权益 |
||||||||
| 流动负债 |
||||||||
| 短期债务(附注18) |
$ | 1,861 | $ 1,742 | |||||
|
|
||||||||
| 长期债务的当期部分(附注19) |
448 | 462 | ||||||
|
|
||||||||
| 应付帐款 |
1,421 | 1,485 | ||||||
|
|
||||||||
| 衍生工具(附注12及13) |
530 | 533 | ||||||
|
|
||||||||
| 监管责任(附注6) |
402 | 290 | ||||||
|
|
||||||||
| 其他流动负债 |
456 | 366 | ||||||
|
|
||||||||
| 5,118 | 4,878 | |||||||
|
|
||||||||
| 长期负债 |
||||||||
| 长期债务(附注19) |
13,853 | 14,196 | ||||||
|
|
||||||||
| 递延所得税(附注8) |
1,864 | 1,868 | ||||||
|
|
||||||||
| 衍生工具(附注12及13) |
89 | 149 | ||||||
|
|
||||||||
| 监管责任(附注6) |
1,780 | 1,765 | ||||||
|
|
||||||||
| 养恤金和退休后负债(附注17) |
363 | 370 | ||||||
|
|
||||||||
| 其他长期负债(附注7) |
958 | 868 | ||||||
|
|
||||||||
| 18,907 | 19,216 | |||||||
|
|
||||||||
| 权益 |
||||||||
| 普通股(附注9) |
7,365 | 7,242 | ||||||
|
|
||||||||
| 累计优先股 |
1,422 | 1,422 | ||||||
|
|
||||||||
| 缴款盈余 |
79 | 79 | ||||||
|
|
||||||||
| 累计其他综合收益(亏损)(附注11) |
(105) | 25 | ||||||
|
|
||||||||
| 留存收益 |
1,537 | 1,348 | ||||||
|
|
||||||||
| Emera公司总股本 |
10,298 | 10,116 | ||||||
|
|
||||||||
| 附属公司的非控股权益 |
14 | 34 | ||||||
|
|
||||||||
| 总股本 |
10,312 | 10,150 | ||||||
|
|
||||||||
| 负债和权益总额 |
$ | 34,337 | $ 34,244 | |||||
|
|
||||||||
| 承付款和或有事项(附注20) | 代表董事会批准 董事会 | |||
|
附注是这些简明综合中期财务报表的组成部分。 |
杰奎琳·谢泼德 | 斯科特·巴尔弗 | ||
| 董事会主席 | 总裁兼首席执行官 | |||
35
Emera Inc.
简明合并现金流量表(未经审计)
| 对于 | 截至3月31日的三个月 | |||||||
| 数百万加元 | 2022 | 2021 | ||||||
|
|
||||||||
| 经营活动 |
||||||||
| 净收入 |
$ | 378 | $ | 285 | ||||
|
|
||||||||
| 将净收入与经营活动提供的现金净额进行调整： |
||||||||
| 折旧及摊销 |
232 | 230 | ||||||
|
|
||||||||
| 股权投资收益，扣除股息后的净额 |
(9) | (20) | ||||||
|
|
||||||||
| 建设期间使用的股权资金拨备 |
(12) | (14) | ||||||
|
|
||||||||
| 递延所得税，净额 |
87 | 46 | ||||||
|
|
||||||||
| 养恤金和退休后负债净变化 |
(10) | (5) | ||||||
|
|
||||||||
| 调节燃料调节机制 |
(64) | (19) | ||||||
|
|
||||||||
| 衍生工具公允价值净变动 |
(76) | (42) | ||||||
|
|
||||||||
| 监管资产和负债净变动 |
(30) | (128) | ||||||
|
|
||||||||
| 资本化运力净变化 |
(106) | (10) | ||||||
|
|
||||||||
| 其他经营活动，净额 |
92 | 17 | ||||||
|
|
||||||||
| 非现金营运资金变动(附注21) |
119 | (41) | ||||||
|
|
||||||||
| 经营活动提供的净现金 |
601 | 299 | ||||||
|
|
||||||||
| 投资活动 |
||||||||
| 物业、厂房和设备的附加费 |
(521) | (477) | ||||||
|
|
||||||||
| 其他投资活动 |
8 | (1) | ||||||
|
|
||||||||
| 用于投资活动的现金净额 |
(513) | (478) | ||||||
|
|
||||||||
| 融资活动 |
||||||||
| 短期债务变化，净额 |
141 | (490) | ||||||
|
|
||||||||
| 偿还期限超过90天的短期债务 |
- | (377) | ||||||
|
|
||||||||
| 长期债务收益，扣除发行成本 |
16 | 1,416 | ||||||
|
|
||||||||
| 偿还长期债务 |
(8) | (263) | ||||||
|
|
||||||||
| 承诺信贷安排项下的净还款额 |
(178) | (27) | ||||||
|
|
||||||||
| 普通股发行，扣除发行成本 |
62 | 56 | ||||||
|
|
||||||||
| 普通股股息 |
(114) | (107) | ||||||
|
|
||||||||
| 优先股股息 |
(16) | (11) | ||||||
|
|
||||||||
| 其他融资活动 |
(1) | (1) | ||||||
|
|
||||||||
| 融资活动提供的现金净额(用于) |
(98) | 196 | ||||||
|
|
||||||||
| 汇率变动对现金、现金等价物和限制性现金的影响 |
(3) | (3) | ||||||
|
|
||||||||
| 现金、现金等价物和限制性现金净(减)增 |
(13) | 14 | ||||||
|
|
||||||||
| 期初现金、现金等价物和限制性现金 |
417 | 254 | ||||||
|
|
||||||||
| 现金、现金等价物和受限现金，期末 |
$ | 404 | $ | 268 | ||||
|
|
||||||||
| 现金、现金等价物和限制性现金包括： |
||||||||
| 现金 |
$ | 206 | $ | 234 | ||||
|
|
||||||||
| 短期投资 |
175 | - | ||||||
|
|
||||||||
| 受限现金 |
23 | 34 | ||||||
|
|
||||||||
| 现金、现金等价物和限制性现金 |
$ | 404 | $ | 268 | ||||
|
|
||||||||
| 附注是这些简明综合中期财务报表的组成部分。 |
| |||||||
36
Emera Inc.
简明综合权益变动表(未经审计)
| 数百万加元 | |
普普通通 库存 |
|
|
择优 库存 |
|
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贡献 盈馀 |
|
|
累计 其他 全面 收入(亏损)(1) |
|
|
留用 收益 |
|
|
非- 控管 利息 |
|
|
总计 权益 |
| |||||||
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| 截至2022年3月31日的三个月 |
| |||||||||||||||||||||||||||
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| 平衡，2021年12月31日 | $ 7,242 | $ 1,422 | $ 79 | $ 25 | $ 1,348 | $ 34 | $ | 10,150 | ||||||||||||||||||||
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||||||||||||||||||||||||||||
| Emera Inc.的净收入 | - | - | - | - | 378 | - | 378 | |||||||||||||||||||||
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| 扣除税费净额300万美元的其他综合亏损 | - | - | - | (130) | - | - | (130) | |||||||||||||||||||||
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| 优先股宣布的股息(2) | - | - | - | - | (16) | - | (16) | |||||||||||||||||||||
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| 普通股宣布的股息(每股0.6625美元) | - | - | - | - | (173) | - | (173) | |||||||||||||||||||||
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| 出售多米尼克电力服务有限公司的非控股权(Domlec？) | - | - | - | - | - | (20) | (20) | |||||||||||||||||||||
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| 按采购计划发行的普通股 | 65 | - | - | - | - | - | 65 | |||||||||||||||||||||
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| 普通股发行，税后发行成本净额 | 56 | - | - | - | - | - | 56 | |||||||||||||||||||||
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||||||||||||||||||||||||||||
| 高级管理层行使股票期权 | 1 | - | - | - | - | - | 1 | |||||||||||||||||||||
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||||||||||||||||||||||||||||
| 其他 | 1 | - | - | - | - | - | 1 | |||||||||||||||||||||
|
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| 平衡，2022年3月31日 | $ 7,365 | $ 1,422 | $ 79 | $ (105) | $ 1,537 | $ 14 | $ | 10,312 | ||||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||||||||||||
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|
||||||||||||||||||||||||||||
| 截至2021年3月31日的三个月 |
| |||||||||||||||||||||||||||
|
|
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| 平衡，2020年12月31日 | $ 6,705 | $ 1,004 | $ 79 | $ (79) | $ 1,495 | $ 34 | $ | 9,238 | ||||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||||||||||||
| Emera Inc.的净收入 | - | - | - | - | 284 | 1 | 285 | |||||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||||||||||||
| 扣除税费净额1100万美元的其他综合亏损 | - | - | - | (66) | - | - | (66) | |||||||||||||||||||||
|
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| 优先股宣布的股息(3) | - | - | - | - | (11) | - | (11) | |||||||||||||||||||||
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|
||||||||||||||||||||||||||||
| 普通股宣布的股息(每股0.6375美元) | - | - | - | - | (160) | - | (160) | |||||||||||||||||||||
|
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||||||||||||||||||||||||||||
| 按采购计划发行的普通股 | 59 | - | - | - | - | - | 59 | |||||||||||||||||||||
|
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| 普通股发行，税后发行成本净额 | 50 | - | - | - | - | - | 50 | |||||||||||||||||||||
|
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||||||||||||||||||||||||||||
| 高级管理层行使股票期权 | 1 | - | - | - | - | - | 1 | |||||||||||||||||||||
|
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||||||||||||||||||||||||||||
| 其他 | 1 | - | - | - | - | (1) | - | |||||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||||||||||||
| 平衡，2021年3月31日 | $ 6,816 | $ 1,004 | $ 79 | $ (145) | $ 1,608 | $ 34 | $ | 9,396 | ||||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||||||||||||
| 附注是这些简明综合中期财务报表的组成部分。 |
| |||||||||||||||||||||||||||
| (1)累计其他综合收益(亏损)(AOCI？)(？？AOCL？) |
| |||||||||||||||||||||||||||
| (2)系列A；$0.1364/股，系列B；$0.1253，系列C；$0.29506/股，系列E；$0.28125/股，系列F；$0.26263/股，系列H；$0.30625/股，系列J；$0.265625/股和 系列L；$0.2875/股 |
| |||||||||||||||||||||||||||
| (3)系列A；$0.1364/股，系列B；$0.1223/股，系列C；$0.29506/股，系列E；$0.28125/股，系列F；$0.26263/股和系列H；$0.30625/股 |
| |||||||||||||||||||||||||||
37
Emera Inc.
简明综合中期财务报表附注(未经审计)
截至2022年和2021年3月31日
| 1. | 重要会计政策摘要 |
运营的性质
Emera公司是一家能源和服务公司，投资于发电、输电和配电以及天然气输送和配电。
截至2022年3月31日，Emera的可报告部门包括：
| ● | 佛罗里达电力公用事业公司，由坦帕电力公司组成，坦帕电力公司是佛罗里达州西中部的垂直整合监管电力公用事业公司。 |
| ● | 加拿大电力公用事业公司，包括： |
| ● | 新斯科舍省电力公司(NSPI)，一家垂直整合的受监管电力公司，也是新斯科舍省的主要电力供应商；以及 |
| ● | Emera Newfinland&Labrador Holdings Inc.(拉布拉多控股公司)，由两项输电投资组成，与纳尔科能源公司正在开发的位于拉布拉多丘吉尔河下游穆斯克拉特瀑布的824兆瓦水力发电设施有关。ENL的两项投资是： |
| ● | 100%投资于开发海上连接项目的NSP Sea Link Inc.(NSPML)，这是一个18亿美元(包括AFUDC)的传输项目；以及 |
| ● | 对价值37亿美元的纽芬兰和拉布拉多输电项目拉布拉多-岛屿连接有限合伙企业的合伙资本的36.9%的投资。 |
| ● | 天然气公用事业和基础设施，包括： |
| ● | 人民燃气系统(PGS)，一家在佛罗里达州运营的受监管的天然气分配公用事业公司； |
| ● | 新墨西哥天然气公司(NMGC)，一家受监管的天然气分销公用事业公司，为新墨西哥州的客户提供服务； |
| ● | Emera Brunswick Pipeline Company Limited(布伦瑞克管道)，这是一条145公里长的管道，根据与加拿大雷普索尔能源公司签订的为期25年的固定服务协议，将再气化液化天然气(液化天然气)从新不伦瑞克的圣约翰输送到美国边境； |
| ● | 海岸天然气传输公司，一家受监管的州内天然气传输公司，在佛罗里达州提供服务；以及 |
| ● | 拥有MariTimes&东北管道(M&NP)12.9%的权益，这是一条1400公里长的管道，将天然气输送到加拿大大西洋和美国东北部的各个市场。 |
| ● | 其他电力公用事业公司，其中包括Emera(加勒比)公司，这是一家控股公司，拥有受监管的电力公用事业公司，包括： |
| ● | 巴巴多斯电力有限公司(BLPC)，巴巴多斯岛上一家垂直整合的受管制电力公司[br}； |
| ● | 大巴哈马电力有限公司(GBPC)，大巴哈马岛上垂直整合的受监管电力公司；以及 |
| ● | 圣卢西亚电力服务有限公司(Lucelec)19.5%的股权，这是圣卢西亚岛上一家垂直整合的受监管电力公司。 |
38
| ● | Emera的其他可报告部门包括对与能源相关的非监管公司的投资，包括： |
| ● | Emera Energy，包括： |
| ● | Emera Energy Services(EES)，一家买卖天然气和电力的实物能源企业，并提供相关的能源资产管理服务； |
| ● | 布鲁克林电力公司(Brooklyn Energy)，位于新斯科舍省布鲁克林的一个30兆瓦生物质热电设施；以及 |
| ● | 在位于马萨诸塞州西北部的抽水蓄能水电站Bear Swamp Power Company LLC(Bear Swamp)中拥有50.0%的合资权益。 |
| ● | Emera再保险有限公司，一家专属自保保险公司，为Emera及其某些附属公司提供保险和再保险； |
| ● | Emera美国金融公司(Emera Finance LP)和东元金融公司(TECO Finance，Inc.)，为Emera的融资子公司； |
| ● | Emera Technologies LLC，一家全资拥有的技术公司，专注于寻找向客户提供可再生能源和弹性能源的方法。 |
| ● | Emera US Holdings Inc.，Emera位于美国的某些资产的全资控股公司；以及 |
| ● | 其他投资。 |
2020年新冠肺炎的爆发导致世界各国政府制定了紧急措施来抗击病毒的传播。管理层考虑了新冠肺炎对公司估计和业绩的影响，并得出结论，截至2022年3月31日止三个月的财务报表并未受到重大影响。
陈述的基础
这些未经审计的简明合并中期财务报表是根据美国公认会计原则(USGAAP)编制和列报的。适用于该等未经审核简明综合中期财务报表的重要会计政策，与截至2021年12月31日及截至该年度的经审核综合财务报表所披露的会计政策一致。
管理层认为，该等未经审核的简明综合中期财务报表包括所有属经常性性质且为公平陈述Emera财务状况所需的调整。这一过渡期的财务结果不一定代表任何其他过渡期或截至2022年12月31日的年度的预期结果。
除非另有说明，所有美元金额均以加元表示。
管理预算的使用
编制简明合并中期财务报表需要管理层作出估计和假设。这可能会影响在财务报表之日报告的资产和负债额，以及报告期内报告的收入和费用。需要使用管理层估计的重要领域涉及受利率管制的资产和负债、信贷损失准备、累积的搬迁成本准备金、养老金和退休后福利、未开账单的收入、可折旧资产的使用年限、商誉和长期资产减值评估、所得税、资产报废债务和金融工具的估值。管理层根据历史经验、当前及预期情况及作出假设时被认为合理的假设，按持续的 基准评估本公司的估计，并在收入出现时确认任何调整。与Emera的2021年度经审核综合财务报表披露的估计相比，本公司的关键会计估计的性质并无重大变化。
39
业务的季节性
中期业绩不一定代表全年业绩，主要是由于季节性因素。电力和天然气销售，以及相关的输电和配电，在一年中有所不同。由于公司很大一部分业务位于北美东北部，冬季是用电旺季，因此第一季度的收益贡献很大。由于夏季是佛罗里达州用电量最大的季节，第三季度提供了强劲的收益贡献。某些季度还可能受到天气以及风暴数量和严重程度的影响。
| 2. | 未来的会计声明 |
公司考虑财务会计准则委员会(FASB)发布的所有会计准则更新(ASU？)的适用性和影响。已由财务会计准则委员会发出但尚未生效的华硕经评估及确定为不适用于本公司或对简明综合中期财务报表影响不大 。
| 3. | 性情 |
2022年3月31日，Emera完成了其在Domlec的51.9%股权的出售，所得收益接近其账面价值。截至出售之日，Domlec已被计入公司其他可报告的电气部门。这笔交易没有对收益产生实质性影响。
40
| 4. | 细分市场信息 |
Emera单独管理其可报告部门，部分原因是这些部门的运营、监管和地理环境不同。分部根据各子公司的收入贡献、普通股股东应占净收益和总资产进行报告，并向本公司首席运营决策者报告。Emera的五个可报告部门是佛罗里达电力公司、加拿大电力公司、天然气公司和基础设施公司、其他电力公司和其他公司。
| 佛罗里达州 | 加拿大人 | 燃气公用设施 | 其他 | 国际-- | ||||||||||||||||||||||||
| 电式 | 电式 | 和 | 电式 | 细分市场 | ||||||||||||||||||||||||
| 数百万加元 |
实用程序 | 公用事业 | 基础设施 | 公用事业 | 其他 | 淘汰 | Total | |||||||||||||||||||||
| 截至2022年3月31日的三个月 |
| |||||||||||||||||||||||||||
| 来自外部客户的营业收入(1) |
$ | 644 | $ | 509 | $ 507 | $ | 119 | $ | 236 | $ - | $ | 2,015 | ||||||||||||||||
| 部门间收入(1) |
2 | - | 1 | - | 10 | (13) | - | |||||||||||||||||||||
| 营业总收入 |
646 | 509 | 508 | 119 | 246 | (13) | 2,015 | |||||||||||||||||||||
| 发电和购电用受管制燃料 |
172 | 242 | 63 | - | - | 477 | ||||||||||||||||||||||
| 天然气管制成本 |
- | - | 256 | - | - | - | 256 | |||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 |
120 | 63 | 27 | 18 | 2 | - | 230 | |||||||||||||||||||||
| 利息支出，净额 |
38 | 33 | 14 | 4 | 67 | - | 156 | |||||||||||||||||||||
| 内部分配利息(2) |
- | - | 3 | - | (3) | - | - | |||||||||||||||||||||
| 运营、维护和一般费用 (OM&G？) |
142 | 91 | 90 | 31 | 37 | (4) | 387 | |||||||||||||||||||||
| 所得税费用 |
25 | 3 | 25 | - | 42 | - | 95 | |||||||||||||||||||||
| 普通股股东应占净收益 |
112 | 91 | 77 | (1) | 83 | - | 362 | |||||||||||||||||||||
| 截至2022年3月31日 |
|
|||||||||||||||||||||||||||
| 总资产 |
17,941 | 7,776 | 6,604 | 1,295 | 1,933 | (1,212) | (3) | 34,337 | ||||||||||||||||||||
| 截至2021年3月31日的三个月 |
| |||||||||||||||||||||||||||
| 来自外部客户的营业收入(1) |
565 | 443 | 397 | 94 | 113 | - | 1,612 | |||||||||||||||||||||
| 部门间收入(1) |
1 | - | 2 | - | - | (3) | - | |||||||||||||||||||||
| 营业总收入 |
566 | 443 | 399 | 94 | 113 | (3) | 1,612 | |||||||||||||||||||||
| 发电和购电用受管制燃料 |
163 | 193 | - | 41 | - | (2) | 395 | |||||||||||||||||||||
| 天然气管制成本 |
- | - | 157 | - | - | - | 157 | |||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 |
118 | 61 | 30 | 15 | 2 | - | 226 | |||||||||||||||||||||
| 利息支出，净额 |
36 | 35 | 12 | 5 | 69 | - | 157 | |||||||||||||||||||||
| 内部分配利息(2) |
- | - | 3 | - | (3) | - | - | |||||||||||||||||||||
| OM和G |
117 | 78 | 81 | 25 | 21 | (4) | 318 | |||||||||||||||||||||
| 所得税费用 |
14 | 6 | 25 | - | 11 | - | 56 | |||||||||||||||||||||
| 普通股股东应占净收益 |
83 | 88 | 80 | 7 | 15 | - | 273 | |||||||||||||||||||||
| 截至2021年12月31日 |
|
|||||||||||||||||||||||||||
| 总资产 |
17,903 | 7,418 | 6,666 | 1,402 | 2,034 | (1,179) | (3) | 34,244 | ||||||||||||||||||||
| (1)所有重大的公司间余额和公司间交易 都已在合并时冲销，但非受监管实体和受监管实体之间的某些交易除外，因为管理层认为取消这些交易会少报财产、厂房和设备、OM&G或受监管的发电和购买电力燃料。尚未注销的公司间交易按关联方确定和商定的对价金额计量。已抵销的交易计入确定应报告的分部。 |
| |||||||||||||||||||||||||||
| (2)分部净收入是在包括内部分配融资成本的基础上报告的。 |
| |||||||||||||||||||||||||||
| (3)主要与合并递延税项重新分类有关。合并时，递延税项资产重新分类并计入递延税项负债 。 |
| |||||||||||||||||||||||||||
41
| 5. | 收入 |
以下是按主要来源分列的公司收入：
| 电式 | 燃气 | 其他 | ||||||||||||||||||||||||||
| 佛罗里达州 | 加拿大人 | 其他 | 燃气公用设施 | 国际-- | ||||||||||||||||||||||||
| 电式 | 电式 | 电式 | 和 | 细分市场 | ||||||||||||||||||||||||
| 数百万加元 |
实用程序 | 公用事业 | 公用事业 | 基础设施 | Other | 淘汰 | Total | |||||||||||||||||||||
| 截至2022年3月31日的三个月 |
| |||||||||||||||||||||||||||
| 受监管的收入： |
||||||||||||||||||||||||||||
| 住宅 |
$ | 342 | $ | 285 | $ | 43 | $ 277 | $ | - | $ - | $ | 947 | ||||||||||||||||
| 商业广告 |
173 | 122 | 62 | 137 | - | (1) | 493 | |||||||||||||||||||||
| 工业 |
47 | 88 | 7 | 18 | - | - | 160 | |||||||||||||||||||||
| 其他监管延期 |
80 | 7 | 5 | - | - | - | 92 | |||||||||||||||||||||
| 其他(1) |
4 | 7 | 2 | 58 | - | (2) | 69 | |||||||||||||||||||||
| 财政收入(2)(3) |
- | - | - | 14 | - | - | 14 | |||||||||||||||||||||
| 受监管的收入 |
646 | 509 | 119 | 504 | - | (3) | 1,775 | |||||||||||||||||||||
| 不受监管的 收入： |
||||||||||||||||||||||||||||
| 营销和交易保证金(4) |
- | - | - | - | 49 | - | 49 | |||||||||||||||||||||
| 能源销售 |
- | - | - | - | 3 | (5) | (2) | |||||||||||||||||||||
| 其他 |
- | - | - | 4 | 4 | - | 8 | |||||||||||||||||||||
| 按市值计价 (3) |
- | - | - | - | 190 | (5) | 185 | |||||||||||||||||||||
|
非管制收入 |
- | - | - | 4 | 246 | (10) | 240 | |||||||||||||||||||||
| 营业总收入 |
$ | 646 | $ | 509 | $ | 119 | $ | 508 | $ | 246 | $ | (13) | $ | 2,015 | ||||||||||||||
|
截至2021年3月31日的三个月 |
| |||||||||||||||||||||||||||
| 受监管的收入： |
||||||||||||||||||||||||||||
| 住宅 |
$ | 294 | $ | 259 | $ | 35 | $ | 218 | $ | - | $ | - | $ | 806 | ||||||||||||||
| 商业广告 |
159 | 114 | 47 | 114 | - | - | 434 | |||||||||||||||||||||
| 工业 |
47 | 56 | 7 | 16 | - | (1) | 125 | |||||||||||||||||||||
| 其他监管延期 |
61 | 7 | 2 | - | - | - | 70 | |||||||||||||||||||||
| 其他(1) |
5 | 7 | 3 | 33 | - | (2) | 46 | |||||||||||||||||||||
| 财政收入(2)(3) |
- | - | - | 14 | - | - | 14 | |||||||||||||||||||||
| 受监管的收入 |
566 | 443 | 94 | 395 | - | (3) | 1,495 | |||||||||||||||||||||
| 不受监管的： |
||||||||||||||||||||||||||||
| 营销和交易保证金(4) |
- | - | - | - | 67 | - | 67 | |||||||||||||||||||||
| 能源销售 |
- | - | - | - | 6 | (5) | 1 | |||||||||||||||||||||
| 其他 |
- | - | - | 4 | 2 | - | 6 | |||||||||||||||||||||
|
按市值计价 (3) |
- | - | - | - | 38 | 5 | 43 | |||||||||||||||||||||
|
非管制收入 |
- | - | - | 4 | 113 | - | 117 | |||||||||||||||||||||
| 总营业收入 |
$ | 566 | $ | 443 | $ | 94 | $ | 399 | $ | 113 | $ | (3) | $ | 1,612 | ||||||||||||||
| (1)其他包括租金收入，而不是 来自与客户的合同收入。 |
| |||||||||||||||||||||||||||
| (2)与Brunswick Pipeline与Repsol Energy的服务协议相关的收入 加拿大。 |
| |||||||||||||||||||||||||||
| (3)不代表与客户签订合同的收入。 |
| |||||||||||||||||||||||||||
| (4)包括与能源有关的衍生工具结算的收益(亏损)，但不代表与客户签订合约的收入。 |
| |||||||||||||||||||||||||||
剩余履约义务
剩余的 履约义务主要是天然气运输合同、照明合同和具有固定合同条款的长期蒸汽供应安排。截至2022年3月31日，分配给 剩余履约义务的交易价格总额为4.21亿美元(2021年为4.47亿美元)。这笔金额包括1.37亿美元的未来履约义务，这些债务与SeaCoast和PGS之间到2040年的天然气运输合同有关。这一金额 不包括原始预期期限为一年或以下的合同，以及Emera按其有权为其提供的服务开具发票的金额确认收入的可变金额。Emera预计将在2041年前确认 剩余履约义务的收入。
42
| 6. | 监管资产和负债 |
本公司的监管资产和负债摘要如下。有关本公司监管资产及负债性质的详细说明，请参阅Emera 2021年度经审核综合财务报表附注7。
| 截至 |
3月31日 | 12月31日 | ||||
| 数百万加元 |
2022 | 2021 | ||||
| 监管资产 |
||||||
| 递延所得税监管资产 |
$ | 1,078 | $ 1,045 | |||
| 坦帕电力公司提前报废资产的资本成本回收 |
639 | 657 | ||||
| 养老金和退休后医疗计划 |
282 | 291 | ||||
| 受管制的燃料调整机制(FAM？) |
209 | 145 | ||||
| 成本回收条款 |
175 | 114 | ||||
| NMGC冬季赛事燃气成本回收 |
95 | 117 | ||||
| 风暴恢复监管资产 |
36 | 35 | ||||
| 环境补救措施 |
27 | 27 | ||||
| 搁浅的成本回收 |
26 | 26 | ||||
| 与衍生工具有关的延期 |
11 | 23 | ||||
| 其他 |
80 | 86 | ||||
| $ | 2,658 | $ 2,566 | ||||
| 当前 |
$ | 337 | $ 253 | |||
| 长期的 |
2,321 | 2,313 | ||||
| 监管总资产 |
$ | 2,658 | $ 2,566 | |||
| 监管责任 |
||||||
| 递延所得税监管负债 |
$ | 854 | $ 863 | |||
| 累积储备金--搬迁费用 |
811 | 819 | ||||
| 与衍生工具有关的延期 |
389 | 241 | ||||
| 风暴保护区 |
58 | 58 | ||||
| 成本回收条款 |
31 | 35 | ||||
| 自保基金(附注22) |
27 | 28 | ||||
| 其他 |
12 | 11 | ||||
| $ | 2,182 | $ 2,055 | ||||
| 当前 |
$ | 402 | $ 290 | |||
| 长期的 |
1,780 | 1,765 | ||||
| 监管负债总额 |
$ | 2,182 | $ 2,055 | |||
坦帕电力公司
中段燃油调整
坦帕电力公司于2022年1月19日提出的中途燃料调整请求已于2022年3月1日获得批准。费率上调从2022年4月的第一个计费周期起生效，涵盖了1.69亿美元的更高燃料和容量成本，并将从2022年4月1日起至2022年12月在客户账单上分摊。
风暴防护计划(SPP)成本回收条款
2022年4月11日，坦帕电气向佛罗里达州公共服务委员会(FPSC)提交了一份新的SPP，以确定2023年、2024年和2025年的风暴加固活动和相关成本。预计最高人民检察院将在2022年下半年对最高人民检察院作出裁决。
43
NSPI
一般费率 申请
2022年1月27日，NSPI向新斯科舍省公用事业和审查委员会(UARBä)提交了一般费率申请(GRAä)， 该申请随后于2022年2月18日进行了修订。GRA提出了2022年至2024年的费率稳定计划，其中包括平均基本费率每年增加2.8%，根据2022年8月1日、2023年1月1日和2024年1月1日的FAM，平均燃油费率每年增加0.8%。拟议税率将导致2022年年化增量收入(基本和燃料税)增加5200万美元(与2022年8月1日至2022年12月31日相关的2100万美元)，2023年增加5400万美元，2024年增加5600万美元。这件事的听证会定于2022年9月6日开始，UARB预计将在今年晚些时候做出决定。
新斯科舍省总量管制与交易计划
截至2022年3月31日，FAM包括1.11亿美元(2021年12月31日)和3800万美元的非现金应计项目，代表2019年至2022年新斯科舍省获得排放信用的估计未来成本。总量管制与交易合规期。这些成本是根据合规期的预测排放量进行估计的，并对2022年剩余时间从马斯喀特瀑布收到的能源预测和实际排放情况的变化很敏感。
BLPC
2021年10月4日，BLPC向公平交易委员会(FTC)提交了一般费率审查申请。申请寻求费率调整和实施反映成本的费率结构，以促进新改革的电力市场预期的变化和该国向100%可再生能源发电的过渡。该申请寻求收回对厂房、设备和相关基础设施的资本投资，并在获得批准后每年增加约2300万美元的非燃料收入。该申请包括对65%的允许股权资本结构提出12.50%的允许监管ROE的请求。BLPC预计联邦贸易委员会将在2022年做出决定和新的利率。
GBPC
2022年1月14日，大巴哈马港务局发布了关于gbpc费率申请的决定，允许从2022年4月1日起增加350万美元的收入 美元。
| 7. | 受重大影响的投资和股权收益 |
| 股权收益 | 百分比 | |||||||||||||||||
| 账面价值 | 截至以下三个月 | 的 | ||||||||||||||||
| 3月31日 | 12月31日 | 3月31日 | 所有权 | |||||||||||||||
| 数百万加元 |
2022 | 2021 | 2022 | 2021 | 2022 | |||||||||||||
| LIL(1) |
$ | 696 | $ 682 | $ | 14 | $ 13 | 36.9 | |||||||||||
| NSPML |
527 | 533 | 6 | 13 | 100.0 | |||||||||||||
| M&NP (2) |
121 | 123 | 5 | 5 | 12.9 | |||||||||||||
| 卢克莱克(2) |
44 | 44 | 1 | 1 | 19.5 | |||||||||||||
| 熊沼泽(3) |
- | - | 1 | 9 | 50.0 | |||||||||||||
| $ | 1,388 | $ 1,382 | $ | 27 | $ 41 | |||||||||||||
| (1)Emera间接拥有LIL B类单位的100%，占已发行总单位的24.9%。根据Emera和Nalcor Energy完成LIL建设所需的资本投资余额，Emera在LIL的百分比可能会发生变化。Emera在LIL的最终投资百分比将根据与马斯喀特瀑布开发相关的所有输电项目的最终成本确定，包括LIL、拉布拉多输电资产和Sea Link项目，因此Emera在Sea Link和LIL的总投资将相当于所有这些输电开发成本的49%。 | ||||||||||||||||||
| (2)尽管Emera对这些实体的所有权百分比相对较低，但它被认为通过董事会代表对这些 公司的运营和财务决策具有重大影响。因此，Emera使用权益法记录其对这些实体的投资。 | ||||||||||||||||||
| (3)熊沼泽的投资余额处于信用状况，主要是由于2015年收到了1.79亿美元的分配。贝尔斯登的信贷投资余额为1.01亿美元(2021年为1.04亿美元)，计入简明综合资产负债表中的其他长期负债。 | ||||||||||||||||||
44
| Emera将其在NSPML的可变权益投资列为股权投资(附注22)。NSPML的综合汇总资产负债表如下：
| ||||||
| 截至 |
3月31日 | 12月31日 | ||||
| 数百万加元 |
2022 | 2021 | ||||
| 流动资产 |
$ | 43 | $ 25 | |||
| 财产、厂房和设备 |
1,565 | 1,587 | ||||
| 监管资产 |
260 | 247 | ||||
|
非流动资产 |
30 | 31 | ||||
| 总资产 |
$ | 1,898 | $ 1,890 | |||
| 流动负债 |
$ | 62 | $ 50 | |||
| 长期债务(1) |
1,189 | 1,189 | ||||
| 非流动负债 |
120 | 118 | ||||
| 权益 |
527 | 533 | ||||
| 总负债和 权益 |
$ | 1,898 | $ 1,890 | |||
| (1)项目债务由加拿大政府提供担保。 | ||||||
| 8. | 所得税 |
| 所得税拨备与使用制定的加拿大联邦和省法定所得税税率计算得出的拨备不同 原因如下：
| ||||
| 对于 | 截至3月31日的三个月 | |||
| 数百万加元 |
2022 | 2021 | ||
| 未计提所得税准备金的收入 |
$ 473 | $ 341 | ||
| 法定所得税率 |
29.0% | 29.0% | ||
| 所得税，按法定所得税率征收 |
137 | 99 | ||
| 记录为监管资产和监管负债的监管收入的递延所得税 |
(25) | (20) | ||
| 国外税率差异 |
(7) | (10) | ||
| 递延所得税监管负债摊销 |
(5) | (5) | ||
| 股权收益的税收效应 |
(2) | (4) | ||
| 其他 |
(3) | (4) | ||
| 所得税费用 |
$ 95 | $ 56 | ||
| 有效所得税率 |
20% | 16% | ||
2022年，加拿大税务局(CRA)向NSPI发布了2013至2016纳税年度的重新评估通知 。NSPI和CRA目前就2006至2010和2013至2016纳税年度的某些税收减免时间存在争议。税收减免的最终允许性并不存在争议；相反，它 是这些减免的时机。到目前为止，争议的累计净金额为1.26亿美元(2021年至6200万美元)，包括利息。根据CRA的要求，NSPI已经预付了5500万美元(2021-2300万美元)的争议金额。
2019年11月29日，NSPI就其2006至2010纳税年度的争议向加拿大税务法院提交了上诉通知。如果NSPI成功地捍卫了自己的立场，包括适用利息在内的所有付款都将退还。如果NSPI未能成功捍卫其立场的任何部分，所产生的税款和适用的利息将从之前支付的金额 中扣除，差额(如果有)要么欠CRA，要么从CRA退还。相关的税收减免将在随后的几年中提供。
如果CRA在目前没有争议的年份对NSPI进行类似的重新评估，将需要进一步付款；然而，这些扣除的最终允许性也同样没有争议。
NSPI及其顾问认为，NSPI已经适当地报告了其税收状况。NSPI继续评估其解决争端的各种选择；然而，上诉通知程序的结果目前无法确定。
45
| 9. | 普通股 |
| 授权：无限数量的非面值普通股 。 |
|
|||||
| 已发行和未偿还： |
数百万股 | 数百万加元 | ||||
| 平衡，2021年12月31日 |
261.07 | $ 7,242 | ||||
| 普通股发行(1) |
0.92 | 56 | ||||
| 按市场汇率在采购计划项下为现金发行 |
1.13 | 66 | ||||
| 根据股息再投资计划购买的股票折扣 |
- | (1) | ||||
| 根据高级管理层股票期权计划行使的期权 |
0.01 | 1 | ||||
| 员工购股计划 |
- | 1 | ||||
| 平衡，2022年3月31日 |
263.13 | $ 7,365 | ||||
| (1)2022年第一季度，Emera的ATM计划发行了920,100股普通股，平均价格为每股60.81美元，总收益为5,600万美元(净额为5,600万美元税后发行成本)。截至2022年3月31日，ATM 计划下仍有4.01亿美元的总销售限额可供发行。 | ||||||
| 10. | 每股收益 |
| 下表核对了基本每股收益和稀释后每股收益的计算方法： |
| |||||||
| 对于 | 截至3月31日的三个月 | |||||||
| 百万加元(每股除外) |
2022 | 2021 | ||||||
|
|
||||||||
| 分子 |
||||||||
| 普通股股东应占净收益 |
$ | 361.7 | $ | 273.3 | ||||
|
|
||||||||
| 稀释分子 |
361.7 | 273.3 | ||||||
|
|
||||||||
| 分母 |
||||||||
| 已发行普通股加权平均股份 |
261.8 | 252.2 | ||||||
|
|
||||||||
| 加权平均已发行递延股份单位(1) |
- | 1.3 | ||||||
|
|
||||||||
| 普通股加权平均流通股基本股数 |
$ | 261.8 | $ | 253.5 | ||||
|
|
||||||||
| 基于股票的薪酬 |
0.5 | 0.3 | ||||||
|
|
||||||||
| 普通股加权平均流通股摊薄 |
$ | 262.3 | $ | 253.8 | ||||
|
|
||||||||
| 普通股每股收益 |
||||||||
| 基本信息 |
$ | 1.38 | $ | 1.08 | ||||
|
|
||||||||
| 稀释 |
$ | 1.38 | $ | 1.08 | ||||
|
|
||||||||
| (1)自2022年2月10日起，递延股份单位不能再以股份结算，因此不再计入每股普通股收益 。 |
| |||||||
46
| 11. | 累计其他综合收益(亏损) |
| 累计其他综合收益(亏损)的税后净额构成如下： |
| |||||||||||||||||||||||
| 数百万加元 | 未实现 (亏损)收益 翻译： 自给自足 国外 运营 |
净变动率 净投资 套期保值 |
(亏损) 收益在以下方面 衍生物 公认的 作为现金流 套期保值 |
净变化 在可用时- 待售 投资 |
净变动率 无法识别 养老金和 邮寄- 退休 效益成本 |
AOCI合计 | ||||||||||||||||||
| 截至2022年3月31日的三个月 |
| |||||||||||||||||||||||
| 余额，2022年1月1日 | $ | 10 | $ | 35 | $ | 18 | $ | (1) | $ | (37) | $ | 25 | ||||||||||||
| 重新分类前的其他综合收益(亏损) | (138) | 19 | - | - | - | (119) | ||||||||||||||||||
| 从AOCI重新分类的金额 | - | - | (1) | - | (10) | (11) | ||||||||||||||||||
| 本期净其他综合收益(亏损) | (138) | 19 | (1) | - | (10) | (130) | ||||||||||||||||||
| 平衡，2022年3月31日 | $ | (128) | $ | 54 | $ | 17 | $ | (1) | $ | (47) | $ | (105) | ||||||||||||
| 截至2021年3月31日的三个月 |
| |||||||||||||||||||||||
| 余额，2021年1月1日 | $ | 52 | $ | 30 | $ | 1 | $ | (1) | $ | (161) | $ | (79) | ||||||||||||
| 重新分类前的其他综合收益(亏损) | (111) | 16 | 24 | - | - | (71) | ||||||||||||||||||
| 从AOCI重新分类的金额 | - | - | - | - | 5 | 5 | ||||||||||||||||||
| 本期净其他综合收益(亏损) | (111) | 16 | 24 | - | 5 | (66) | ||||||||||||||||||
| 平衡，2021年3月31日 | $ | (59) | $ | 46 | $ | 25 | $ | (1) | $ | (156) | $ | (145) | ||||||||||||
| 累计其他综合收益(亏损)的重新分类如下： | ||||||||
| 对于 | 截至3月31日的三个月 | |||||||
|
| ||||||||
| 数百万加元 |
2022 | 2021 | ||||||
|
| ||||||||
| 压缩中受影响的行项目 合并财务报表 |
|
从AOCI重新分类的金额 | ||||||
|
| ||||||||
| 被确认为现金流对冲的衍生品收益 |
|
|||||||
| 利率对冲 |
利息支出，净额 | $ (1) | $ - | |||||
|
| ||||||||
| 总计 | $ (1) | $ - | ||||||
|
| ||||||||
| 未确认养恤金和退休后福利费用净变化 |
|
|||||||
| 精算损失 |
其他收入，净额 | $ 2 | $ 4 | |||||
|
| ||||||||
| 重新分类为债务的数额 |
养恤金和退休后福利 | (12) | 1 | |||||
|
| ||||||||
| Total |
$ (10) | $ 5 | ||||||
|
| ||||||||
| 该期间调出AOCI的改叙总数 |
|
$ (11) | $ 5 | |||||
|
| ||||||||
47
| 12. | 衍生工具 |
该公司签订期货、远期、掉期和期权合约，作为其风险管理战略的一部分，以将风险敞口限制在：
| ● | 与正常经营过程中的商品买卖有关的商品价格波动； |
| ● | 外币购销的外汇波动； |
| ● | 债务证券的利率波动；以及 |
| ● | 股价波动对股票薪酬的影响。 |
该公司还签订能源商品的实物合同。总而言之，这些合约被认为是衍生品。本公司根据以下四种方法之一对衍生品进行会计处理：
| 1. | 符合正常购买正常销售(NPNS)豁免的实物合同不在资产负债表中确认；它们在结算时在收入中确认。如果交易对于公司的业务需求而言是合理的，交易对手拥有或控制附近的资源以允许实物交付，公司打算接收商品的实物交付，并且公司认为交易对手值得信赖，则实物合同通常有资格获得NPNS豁免。公司不断评估根据NPNS豁免指定的合同，如果不再满足标准，公司将停止根据该例外处理这些合同。 |
| 2. | 符合对冲会计资格的衍生品在资产负债表上按公允价值记录。如果衍生品符合严格的文件要求，并且能够证明在衍生品开始时和期限内都能有效对冲已确定的现金流风险，则有资格进行对冲会计。具体而言，对于现金流量对冲，衍生工具公允价值的变动递延至AOCI，并在实现相关对冲项目的同期收益中确认。 |
如未符合文件或有效性要求，衍生品按公允价值确认，并于报告期内于净收益中确认任何公允价值变动，除非因监管会计原因而递延。
| 3. | NSPI、NMGC和GBPC签订的被记录为经济套期保值的衍生品，未被纳入NPNS例外 ，应接受监管会计处理。这些衍生工具按公允价值在资产负债表上作为衍生资产或负债入账。衍生工具的公允价值变动递延至监管资产或负债。在套期保值项目结算时，在套期保值项目中确认损益。管理层认为，结算这些与发电燃料和购买电力有关的衍生品所产生的任何收益或损失将在未来的费率中退还给客户或从客户那里收取。由于佛罗里达州公共服务委员会批准暂停购买天然气的对冲五年，坦帕电气和PGS没有与对冲相关的衍生品，该禁令将于2022年12月31日结束。 |
| 4. | 不符合上述任何标准的衍生品被指定为持有以待交易？高频交易(HFT)衍生品，按公允价值记录在资产负债表上，变动通常记录在该期间的净收入中，除非因监管会计而递延。本公司并无选择指定任何衍生工具纳入另一会计处理将会适用的高频交易类别。 |
48
| 与上述类别有关的衍生资产和负债包括以下 ：
| ||||||||||||||
| 衍生资产 | 衍生负债 | |||||||||||||
| 截至 数百万加元 |
|
3月31日 2022 |
|
12月31日 2021 |
|
|
3月31日 2022 |
|
12月31日 2021 | |||||
| 监管延期 | ||||||||||||||
| 商品掉期和远期 | ||||||||||||||
| 煤炭采购 |
$ | 112 | $ | 22 | $ | 14 | $ 1 | |||||||
| 购电 |
107 | 83 | 5 | 8 | ||||||||||
| 天然气购销 |
55 | 20 | 5 | 7 | ||||||||||
| 购买重燃料油 |
40 | 21 | - | - | ||||||||||
| 外汇远期 | 3 | 7 | 7 | 8 | ||||||||||
| 实物天然气购销 | 80 | 88 | - | - | ||||||||||
| 397 | 241 | 31 | 24 | |||||||||||
| 高频交易衍生品 | ||||||||||||||
| 电力互换和实物合同 | 46 | 33 | 49 | 32 | ||||||||||
| 天然气掉期、期货、远期、实物合约 | 262 | 208 | 784 | 818 | ||||||||||
| 308 | 241 | 833 | 850 | |||||||||||
| 其他衍生品 | ||||||||||||||
| 股票衍生品 | 7 | 11 | - | - | ||||||||||
| 外汇远期 | 1 | - | - | - | ||||||||||
| 8 | 11 | - | - | |||||||||||
| 总流动衍生工具总额 | 713 | 493 | 864 | 874 | ||||||||||
| 意图结算净额或同时结算的总净额结算协议的影响 | (245) | (192) | (245) | (192) | ||||||||||
| 总衍生品 | $ | 468 | $ | 301 | $ | 619 | $ 682 | |||||||
| 当前 | $ | 384 | $ | 195 | $ | 530 | $ 533 | |||||||
| 长期的 | 84 | 106 | 89 | 149 | ||||||||||
| 总衍生品 | $ | 468 | $ | 301 | $ | 619 | $ 682 | |||||||
| 衍生工具资产及负债根据标的合约的到期日分类为流动或长期。 | ||||||||||||||
| 下表汇总了简明综合资产负债表上净额列示的主净额结算协议的详细情况： | ||||||||||||||
| 衍生资产 | 衍生负债 | |||||||||||||
| 截至 |
3月31日 | 12月31日 | 3月31日 | 12月31日 | ||||||||||
| 数百万加元 |
2022 | 2021 | 2022 | 2021 | ||||||||||
| 监管延期 |
$ | 17 | $ | 4 | $ | 17 | $ 4 | |||||||
| 高频交易衍生品 |
228 | 188 | 228 | 188 | ||||||||||
| 主净额结算协议的总影响 与 打算净结清或同时结清 |
$ | 245 | $ | 192 | $ | 245 | $ 192 | |||||||
现金流对冲
2021年5月26日，国库锁以1800万美元的收益达成和解，这笔收益将在10年内通过利息支出摊销。截至2022年3月31日，没有未偿还的现金流对冲。
49
收入和AOCI中记录的与现金流量对冲有关的金额包括：
| 对于 |
截至3月31日的三个月 | |||
| 数百万加元 |
2022 | 2021 | ||
| 利率 树篱 |
利率 树篱 | |||
| 利息支出已实现收益， 净额 |
$ 1 | $ - | ||
| 净收益合计 |
$ 1 | $ - | ||
| 截至 |
3月31日 | 12月31日 | ||
| 数百万加元 |
2022 | 2021 | ||
| 利率 树篱 |
利率 树篱 | |||
| AOCI的未实现收益合计 有效部分，税后净额 |
$ 17 | $ 18 | ||
| 该公司预计，随着相关对冲交易的结算，目前在AOCI的200万美元未实现收益将在未来12个月内重新归类为净收益。 | ||||
监管延期
本公司已记录与监管延期的衍生品有关的已实现和未实现收益(亏损)的变化如下：
| 对于 |
截至3月31日的三个月 | |||||||||
| 数百万加元 |
2022 | |||||||||
|
|
天然气 和生物燃料 能量 |
|
|
商品 互换和 远期 |
|
外国 兑换 远期 | ||||
| 监管资产的未实现收益(亏损) |
$ | - | $ | (8) | $ (2) | |||||
| 监管负债的未实现收益(亏损) |
21 | 221 | (4) | |||||||
| 监管资产的已实现(收益)损失 |
- | 2 | - | |||||||
| 监管负债的已实现(收益)亏损 |
- | (9) | - | |||||||
| 存货已实现(收益)亏损(%1) |
- | (10) | 2 | |||||||
| 发电和购买电力的管制燃料的已实现(收益)损失(2) |
(29) | (36) | 1 | |||||||
| 总变动衍生工具 |
$ | (8) | $ | 160 | $ (3) | |||||
| (1)已实现(收益)损失将在套期保值项目 消费时在发电燃料和购买电力中确认。 | ||||||||||
| (2)当期结算和消耗的衍生工具的已实现(收益)亏损，以及已终止或被对冲交易不再可能发生的套期保值关系。 | ||||||||||
| 对于 |
截至3月31日的三个月 | |||||||||
| 数百万加元 |
2021 | |||||||||
| 天然气 和生物燃料 能量 |
|
|
商品 互换和 远期 |
|
外国 兑换 远期 | |||||
| 监管资产的未实现收益(亏损) |
$ | - | $ | 5 | $ (2) | |||||
| 监管负债的未实现收益(亏损) |
- | 17 | (2) | |||||||
| 监管负债的已实现(收益)亏损 |
- | (2) | - | |||||||
| 存货已实现(收益)亏损(%1) |
- | 6 | 2 | |||||||
| 发电和购买电力的管制燃料已实现(收益)损失 (2) |
- | (4) | 1 | |||||||
| 总变动 衍生工具 |
$ | - | $ | 22 | $ (1) | |||||
| (1)已实现(收益)损失将在套期保值项目 消费时在发电燃料和购买电力中确认。 | ||||||||||
| (2)当期结算和消耗的衍生工具的已实现(收益)亏损，以及已终止或被对冲交易不再可能发生的套期保值关系。 | ||||||||||
50
商品掉期和远期
截至2022年3月31日，本公司有以下指定用于监管延期的大宗商品掉期和远期合同的名义数量，预计 将如下所述结算：
| 2022 | 2023-2024 | |||||||
| 百万 |
购买 | 购买 | ||||||
| 天然气(MMBtu) |
13 | 14 | ||||||
| 功率(兆瓦时) |
1 | 2 |
外汇掉期和远期
截至2022年3月31日，本公司有以下名义数量的外汇掉期和远期合约指定用于受监管的延期，预计将如下所述结算：
| 2022 | 2023-2024 | |||||
| 外汇合约(百万美元) |
$ | 159 | $ 150 | |||
| 加权平均利率 |
1.2856 | 1.2413 | ||||
| 美元需求的百分比 |
75% | 29% |
本公司定期重新评估外汇预测，并将根据 要求进行额外的对冲或解除现有的对冲。
为交易而持有衍生品
在正常业务过程中，Emera签订天然气买卖以及电力和天然气互换、远期和期货的实物合约，以经济地对冲这些实物合约。这些衍生品都被认为是高频交易。
本公司已确认与高频交易衍生品有关的以下已实现和未实现收益(亏损)：
| 对于 | 截至3月31日的三个月 | |||||
| 数百万加元 | 2022 | 2021 | ||||
| 非监管运营收入中的电力交换和实物合同 |
$ | (4) | $ 1 | |||
| 不受监管的营业收入中的天然气掉期、远期、期货和实物合约 |
194 | 132 | ||||
| 用于发电和购买电力的非监管燃料的电力掉期、远期、期货和实物合约 | - | 1 | ||||
| $ | 190 | $ 134 | ||||
截至2022年3月31日，本公司有以下未偿还高频交易衍生品的名义交易量，预计结算如下：
| 百万 | 2022 | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | |||||||||||||
| 天然气采购量(MMBtu) |
297 | 114 | 58 | 26 | 26 | |||||||||||||
| 天然气销售(MMBtu) |
400 | 142 | 39 | 9 | 9 | |||||||||||||
| 电力购买量(兆瓦时) |
1 | - | - | - | - | |||||||||||||
| 电力销售(MWh) | 2 | - | - | - | - |
51
其他衍生品
截至2022年3月31日，本公司拥有股权衍生品，以管理与递延补偿债务的预期未来现金结算相关的现金流风险，以及已到位的外汇远期，以管理与预测的美元现金流入相关的现金流风险。股权衍生品对冲了280万股的回报，并延长至2022年12月。远期外汇的总名义金额为5200万美元，将在2022年和2023年到期。
本公司已确认与其他衍生品有关的已实现和未实现收益(亏损)如下：
| 对于 |
截至3月31日的三个月 | |||||||||||||
| 数百万加元 |
2022 | 2021 | ||||||||||||
| 外国 | 外国 | |||||||||||||
| 交易所 | 权益 | 交易所 | 权益 | |||||||||||
| 远期 | 衍生品 | 远期 | 衍生品 | |||||||||||
| OM&G中的未实现收益(亏损) |
$ - | $ (4) | $ - | $ 5 | ||||||||||
| 其他收入(费用)中的未实现收益(损失) |
1 | - | (3) | - | ||||||||||
| 其他收入(费用)的已实现收益(亏损) |
- | - | 4 | - | ||||||||||
| 净收益(亏损)合计 收益 |
$ 1 | $ (4) | $ 1 | $ 5 | ||||||||||
信用风险
本公司在应收客户款项、能源营销抵押金及衍生资产方面面临信用风险。信用风险是交易对手在 协议下不履行义务所造成的潜在损失。该公司通过交易对手分析、风险敞口测量、风险敞口监测和缓解的政策和程序来管理信用风险。对所有新客户和交易对手进行信用评估，对任何高风险账户要求存款或抵押品。
本公司定期评估信贷损失的可能性，并在适当情况下保留拨备。关于交易对手，本公司已实施程序，以监控交易对手的信誉和信用风险，并在评估交易对手仓位时考虑违约概率。本公司监控交易对手的信用状况，包括出现财务问题、违约率大幅波动、外部评级机构的信用评级发生变化或所有权发生变化的交易对手。净负债 头寸根据公司当前的违约概率进行调整。净资产头寸根据交易对手当前的违约概率进行调整。该公司内部评估未评级的交易对手的信用风险。
商品价格的波动可能会导致本公司与一个或多个交易对手发生重大信用风险敞口。如果此类交易对手未能履行一项或多项协议规定的义务，本公司可能遭受重大经济损失。本公司与交易对手进行交易，作为其风险管理战略的一部分，以管理大宗商品价格、外汇和利率风险。超过既定信用额度的交易对手可以在合同要求的情况下，为超过信用额度的价值向本公司提供现金保证金或信用证。本公司还向电力客户收取现金保证金。公司使用现金作为应收金额的付款，或在公司不再需要的情况下将保证金/抵押品退还给客户/交易对手。
本公司与其交易对手订立商品主要安排，以管理若干风险，包括对该等交易对手的信贷风险。本公司一般签订国际掉期和衍生工具协会协议、北美能源标准委员会协议和/或爱迪生电气研究所协议。本公司相信，订立此等协议可提供保障，因为 订立与信誉、抵押品、不良表现及违约有关的合约权利。
52
截至2022年3月31日，本公司有1.18亿美元(2021年12月31日-1.14亿美元)的金融资产被视为逾期，平均未偿还天数为61天。这些金融资产的公允价值为9800万美元(2021年12月31日-9300万美元)，其差额计入信贷损失准备。 这些资产主要涉及电力和天然气收入的应收账款。
现金抵押品
该公司的现金抵押品头寸包括：
| 截至 |
3月31日 | 12月31日 | ||||
| 数百万加元 |
2022 | 2021 | ||||
| 提供给他人的现金抵押品 |
$ | 125 | $ 212 | |||
| 从其他人收到的现金抵押品 |
$ | 198 | $ 100 |
抵押品是在正常业务过程中根据公司的信誉，包括某些主要信用评级机构确定的高级无担保信用评级而公布的。某些衍生品包含金融担保条款，要求在发生与信用相关的重大不利事件时提供抵押品。如果重大不利事件 导致优先无担保债务降至投资级以下，此类衍生品的交易对手可以要求持续进行全面抵押。
截至2022年3月31日，负债衍生品的总公允价值为6.19亿美元(2021年12月31日为6.82亿美元)。如果本公司的信用评级降至投资级以下，则可能需要将净负债头寸的全部价值作为这些衍生品的抵押品。
| 13. | 公允价值计量 |
除符合NPNS豁免资格的衍生工具外，本公司须厘定所有衍生工具的公允价值(见附注12)，并采用市场方法厘定公允价值。公允价值层次的三个层次定义如下：
第1级-在可能的情况下，公司根据相同资产和负债在活跃市场的报价(报价)对其金融资产和负债进行公平估值。
第2级-如果没有相同资产和负债的报价 ，则某些合同的估值必须以类似资产和负债的报价为基础，并根据地点差异进行调整。此外，某些衍生品的估值使用以下报价非处方药清算所。
3级-如果无法获得1级或2级估值所需的信息，则必须使用不可观察到的或内部开发的投入对衍生品进行估值。3级分类的主要原因如下：
| ● | 虽然估值是基于报价，但有必要做出重大假设，以反映季节性或月度形成 和地点基础的差异。 |
| ● | 某些交易的期限超出了可获得报价的期限，因此，作出了假设 以推断从最后报价期限到交易期限结束的价格。 |
| ● | 某些交易的估值是基于内部模型，尽管报价被用于 估值。 |
衍生资产和负债按对公允价值计量有重大意义的最低投入水平进行整体分类。
53
下表列出了该公司对其衍生品进行公允价值评估所使用的方法分类：
| 截至 |
March 31, 2022 | |||||||||||||
| 数百万加元 |
Level 1 | Level 2 | Level 3 | 总计 | ||||||||||
| 资产 |
||||||||||||||
| 监管延期 |
||||||||||||||
| 商品掉期和远期 |
||||||||||||||
| 煤炭采购 |
$ | - | $ | 99 | $ | - |
$ 99 | |||||||
| 购电 |
103 | - | - | 103 | ||||||||||
| 天然气购销 |
51 | 3 | - | 54 | ||||||||||
| 购买重燃料油 |
9 | 32 | - | 41 | ||||||||||
| 外汇远期 | - | 3 | - | 3 | ||||||||||
| 实物天然气采购和销售 |
- | - | 80 | 80 | ||||||||||
| 163 | 137 | 80 | 380 | |||||||||||
| 高频交易衍生品 |
||||||||||||||
| 电力互换和实物合同 |
5 | 13 | 2 | 20 | ||||||||||
| 天然气掉期、期货、远期、实物合约和相关运输 |
(3) | 34 | 29 | 60 | ||||||||||
| 2 | 47 | 31 | 80 | |||||||||||
| 其他衍生品 |
||||||||||||||
| 外汇远期 |
- | 1 | - | 1 | ||||||||||
| 股票衍生品 |
7 | - | - | 7 | ||||||||||
| 7 | 1 | - | 8 | |||||||||||
| 总资产 |
172 | 185 | 111 | 468 | ||||||||||
| 负债 |
||||||||||||||
| 监管延期 |
||||||||||||||
| 商品掉期和远期 |
||||||||||||||
| 购电 |
3 | - | - | 3 | ||||||||||
| 天然气购销 |
- | 4 | - | 4 | ||||||||||
| 外汇远期 |
- | 7 | - | 7 | ||||||||||
| 3 | 11 | - | 14 | |||||||||||
| 高频交易衍生品 |
||||||||||||||
| 电力互换和实物合同 |
8 | 13 | 3 | 24 | ||||||||||
| 天然气掉期、期货、远期和实物合约 |
52 | 91 | 438 | 581 | ||||||||||
| 60 | 104 | 441 | 605 | |||||||||||
| 总负债 |
63 | 115 | 441 | 619 | ||||||||||
| 净资产 (负债) |
$ | 109 | $ | 70 | $ | (330) | $ (151) | |||||||
54
| 截至 |
2021年12月31日 | |||||||||||||
| 数百万加元 |
Level 1 | Level 2 | Level 3 | 总计 | ||||||||||
| 资产 |
||||||||||||||
| 监管延期 |
||||||||||||||
| 商品掉期和远期 |
||||||||||||||
| 煤炭采购 |
$ | - | $ | 22 | $ | - |
$ 22 | |||||||
| 购电 |
83 | - | - | 83 | ||||||||||
| 天然气购销 |
15 | 1 | - | 16 | ||||||||||
| 购买重燃料油 |
3 | 18 | - | 21 | ||||||||||
| 外汇远期 |
- | 7 | - | 7 | ||||||||||
| 实物天然气采购和销售 |
- | - | 88 | 88 | ||||||||||
| 101 | 48 | 88 | 237 | |||||||||||
| 高频交易衍生品 |
||||||||||||||
| 电力互换和实物合同 |
4 | 5 | 4 | 13 | ||||||||||
| 天然气掉期、期货、远期、实物合约和相关运输 |
(1) | 29 | 12 | 40 | ||||||||||
| 3 | 34 | 16 | 53 | |||||||||||
| 其他衍生品 |
||||||||||||||
| 股票衍生品 |
11 | - | - | 11 | ||||||||||
| 总资产 |
115 | 82 | 104 | 301 | ||||||||||
| 负债 |
||||||||||||||
| 监管延期 |
||||||||||||||
| 商品掉期和远期 |
||||||||||||||
| 购电 |
7 | - | - | 7 | ||||||||||
| 天然气购销 |
- | 5 | - | 5 | ||||||||||
| 外汇远期 |
- | 8 | - | 8 | ||||||||||
| 7 | 13 | - | 20 | |||||||||||
| 高频交易衍生品 |
||||||||||||||
| 电力互换和实物合同 |
4 | 5 | 3 | 12 | ||||||||||
| 天然气掉期、期货、远期和实物合约 |
13 | 122 | 515 | 650 | ||||||||||
| 17 | 127 | 518 | 662 | |||||||||||
| 总负债 |
24 | 140 | 518 | 682 | ||||||||||
| 净资产 (负债) |
$ | 91 | $ | (58) | $ | (414) | $ (381) | |||||||
截至2022年3月31日止三个月的3级金融资产的公允价值变动如下：
| 监管延期 | 高频变换衍生品 | |||||||||||||
| 数百万加元 | 物理天然气 购销 |
|
电源 | 天然气 | 总计 | |||||||||
| 期初余额 | $ 88 | $ 4 | $ 12 | $ 104 | ||||||||||
| 已实现收益(损失)计入发电燃料和外购电力 | (29) | - | - | (29) | ||||||||||
| 纳入监管资产或负债的未实现收益(亏损) | 21 | - | - | 21 | ||||||||||
| 计入非管制营业收入的已实现和未实现收益(亏损)合计 | - | (2) | 17 | 15 | ||||||||||
| 平衡，2022年3月31日 | $ 80 | $ 2 | $ 29 | $ 111 | ||||||||||
截至2022年3月31日的三个月，第三级金融负债的公允价值变动如下：
| 高频变换衍生品 | ||||||||||||
| 数百万加元 | 电源 | 天然气 | 总计 | |||||||||
| 期初余额 |
$ | 3 | $ 515 | $ 518 | ||||||||
| 计入非管制营业收入的已实现和未实现收益总额 | - | (77) | (77) | |||||||||
| 平衡，2022年3月31日 | $ | 3 | $ 438 | $ 441 | ||||||||
55
Emera天然气和电力衍生品的公允价值计量中使用的重大不可观察因素 包括基于非流动性市场的工具的第三方来源定价、内部制定的相关系数和基差、自身信用风险和贴现率。根据对各种非流动性期限市场的现货市场的统计分析，按季度审查内部形成的相关性和基差。贴现率可能包括那些具有非流动性未来价格点的长期远期合约的风险溢价，以 包含这些价格点的内在不确定性。长期合同的任何风险溢价都是通过观察类似的行业做法并与行业同行讨论来评估的。任何这类 单独投入的显著增加(减少)将导致公允价值计量显著降低(较高)。
下表概述了属于公允价值层次结构第三级的公允价值计量中使用的重大不可观察投入的量化信息：
| 截至 |
March 31, 2022 | |||||||||||||||||
| 数百万加元 |
|
公平
价值 |
|
|
估值 技术 |
|
无法观察到的输入 | 射程 | 加权 平均值(1) | |||||||||
| 资产 |
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| 监管延期体检 |
$ | 80 | 模型化定价 | 第三方定价 | $5.25 - $36.12 | $11.64 | ||||||||||||
| 天然气购销 |
违约概率 | 1.05% - 2.10% | 1.71% | |||||||||||||||
| 贴现率 | 0.04% - 3.84% | 1.68% | ||||||||||||||||
| 高频交易衍生品与电力互换 |
2 | 模型化定价 | 第三方定价 | $46.60 - $221.40 | $117.40 | |||||||||||||
| 和实物合同 |
违约概率 | 0.05% - 0.35% | 0.29% | |||||||||||||||
| 贴现率 | 0.00% - 4.27% | 0.86% | ||||||||||||||||
| 高频交易衍生品 |
39 | 模型化定价 | 第三方定价 | $2.32 - $12.03 | $5.03 | |||||||||||||
| 天然气掉期、期货、 |
违约概率 | 0.02% - 7.44% | 0.09% | |||||||||||||||
| 远期合同和实物合同 |
贴现率 | 0.00% - 18.10% | 0.87% | |||||||||||||||
| (10) | 模型化定价 | 第三方定价 | $3.73 - $29.33 | $6.04 | ||||||||||||||
| 基差调整 | $0.00 - $0.44 | $0.44 | ||||||||||||||||
| 违约概率 | 0.05% - 0.49% | 0.07% | ||||||||||||||||
| 贴现率 | 0.01% - 4.00% | 0.17% | ||||||||||||||||
| 总资产 |
$ | 111 | ||||||||||||||||
| 负债 |
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| 高频交易衍生品 |
$ | 1 | 模型化定价 | 第三方定价 | $45.85 - $221.40 | $163.16 | ||||||||||||
| 电源交换和 |
自身信用风险 | 0.05% - 0.35% | 0.07% | |||||||||||||||
| 实物合同 |
贴现率 | 0.04% - 4.27% | 1.82% | |||||||||||||||
| 2 | 模型化定价 | 第三方定价 | $48.01 - $185.00 | $116.02 | ||||||||||||||
| 相关系数 | 99% - 109% | 99% | ||||||||||||||||
| 自身信用风险 | 0.05% - 0.15% | 0.05% | ||||||||||||||||
| 贴现率 | 0.04% - 4.27% | 0.93% | ||||||||||||||||
| 高频交易衍生品 |
414 | 模型化定价 | 第三方定价 | $2.32 - $28.89 | $12.78 | |||||||||||||
| 天然气掉期、期货、 |
自身信用风险 | 0.02% - 7.44% | 0.13% | |||||||||||||||
| 远期合同和实物合同 |
贴现率 | 0.00% - 21.03% | 2.85% | |||||||||||||||
| 24 | 模型化定价 | 第三方定价 | $3.69 - $29.33 | $15.04 | ||||||||||||||
| 基差调整 | $0.00 - $0.88 | $0.33 | ||||||||||||||||
| 自身信用风险 | 0.05% - 4.17% | 0.07% | ||||||||||||||||
| 贴现率 | 0.00% - 4.00% | 1.27% | ||||||||||||||||
| 总负债 |
$ | 441 | ||||||||||||||||
| 净负债 |
$ | 330 | ||||||||||||||||
| (1)未观察到的投入按工具的相对公允价值加权。 | ||||||||||||||||||
56
| 长期债务是在简明综合资产负债表上不按公允价值计量的财务负债。余额由以下部分组成： | ||||||||||||||||||||||
| 截至 |
携带 | |||||||||||||||||||||
| 数百万加元 |
金额 | 公允价值 | 1级 | 2级 | 3级 | 总计 | ||||||||||||||||
| March 31, 2022 |
$ | 14,301 | $ | 14,909 | $ | - | $ | 14,489 | $ | 420 | $ 14,909 | |||||||||||
| 2021年12月31日 |
$ | 14,658 | $ | 16,775 | $ | - | $ | 16,308 | $ | 467 | $ 16,775 | |||||||||||
该公司已指定12亿美元面值的混合票据作为其在美元计价业务中的净投资的外币风险对冲。截至2022年3月31日的三个月，保监处录得1,900万美元的税后外币收益(2021年为1,600万美元的税后收益)。
| 14. | 关联方交易 |
在正常业务过程中，Emera提供能源和其他服务，并与其子公司、联营公司和其他关联公司以类似于向非关联方提供的条款进行交易。公司间结余和公司间交易已在合并时冲销，但非受监管实体和受监管实体之间根据利率监管实体会计准则进行的某些交易的净利润除外。所有的材料都是在正常的利息和信用条件下支付的。
Emera与其关联公司之间的重大交易如下：
| ● | NSPI和NSPML之间与海上通道评估相关的交易在简明综合损益表中报告。NSPI的费用在受监管的发电燃料和购买的电力中报告，截至2022年3月31日的三个月总计3400万美元(2021年-2800万美元)。NSPML作为股权投资入账，因此，与这项收入相关的相应收益反映在股权投资收入中。 |
| ● | 从M&NP购买的天然气运输能力在收入的简明合并报表中报告。在截至2022年3月31日的三个月里，从M&NP购买的非监管净营业收入总计400万美元(2021年至700万美元)。 |
于2022年3月31日及2021年12月31日，Emera及其联营公司于Emera的简明综合资产负债表上并无重大应收款项或应付款项。
| 15.应收款和其他流动资产 | ||||||
| 应收款和其他流动资产包括： |
||||||
| 截至 |
3月31日 | 12月31日 | ||||
| 数百万加元 |
2022 | 2021 | ||||
| 开票的客户应收账款 |
$ | 761 | $ 767 | |||
| 客户应收账款未开票 |
341 | 318 | ||||
| 信贷损失准备 |
(20) | (21) | ||||
| 资本化运力(1) |
413 | 316 | ||||
| 应收所得税 |
7 | 8 | ||||
| 预付费用 |
76 | 65 | ||||
| 其他 |
247 | 280 | ||||
| $ | 1,825 | $ 1,733 | ||||
| (1)资本化运输能力是指EES在合同开始时根据资产管理协议收到的运输/储存价值。资产在每一份合同的期限内摊销。 | ||||||
57
| 16. | 租契 |
出租人
该公司对直接融资和销售型租赁的净投资主要涉及布伦瑞克管道、海岸、压缩天然气(CNG)加气站和热泵。
从2022年1月开始，公司 租赁了一条海岸管道，这是一条21英里、30英寸的横向管道，被归类为销售型租赁。管道横向租赁期限为34年，净投资1亿美元。新管道支线的承租人有权再续签16年。这些续订选项没有包括在管道横向租赁期限中，因为不能合理地确定它们是否会被行使。
有关Brunswick管道租赁、CNG加气站和热泵的更多信息，请参阅Emera 2021年度经审计的合并财务报表中的附注19。
直接融资型租赁和销售型租赁的净投资总额如下：
| 截至 |
March 31 | December 31 | ||||||
| 数百万加元 |
2022 | 2021 | ||||||
| 应收到的最低租赁付款总额 |
$ | 1,432 | $ | 947 | ||||
| 减去：代表估计执行成本的金额 |
(219) | (165) | ||||||
| 最低应收租赁款 |
$ | 1,213 | $ | 782 | ||||
| 租赁物业的估计剩余价值(无担保) |
182 | 183 | ||||||
| 减去：未赚取的融资租赁收入 |
(756) | (443) | ||||||
| 直接融资和销售型租赁净投资 |
$ | 639 | $ | 522 | ||||
| 一年内到期的本金(包括在应收款和其他流动资产中) |
33 | 19 | ||||||
| 直接融资和销售类型租赁的净投资-长期 |
$ | 606 | $ | 503 |
| 截至2022年3月31日，未来五年每年及以后的最低租赁费如下： | ||||||||||||||||||||||||||
| 数百万加元 |
2022 | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 此后 | 总计 | |||||||||||||||||||
| 应收到的最低租赁付款 |
$ | 70 | $ | 92 | $ | 93 | $ | 95 | $ | 93 | $ | 989 | $ 1,432 | |||||||||||||
| 减去：遗嘱执行费用 |
(219) | |||||||||||||||||||||||||
| 总计 |
$ 1,213 | |||||||||||||||||||||||||
| 17. | 员工福利计划 |
Emera维持着一系列缴费固定收益和固定缴款养老金计划，这些计划基本上覆盖了其所有员工。此外，公司还为退休人员提供非养老金福利。这些计划涵盖新斯科舍省、新不伦瑞克、纽芬兰和拉布拉多、佛罗里达州、新墨西哥州、巴巴多斯和大巴哈马的员工。
58
Emera的定期福利净成本包括：
| 对于 |
截至3月31日的三个月 | |||||
| 数百万加元 |
2022 | 2021 | ||||
| 固定收益养老金计划 |
||||||
| 服务成本 |
$ | 10 | $ 11 | |||
| 非服务成本 |
||||||
| 利息成本 |
20 | 17 | ||||
| 计划资产的预期回报 |
(35) | (33) | ||||
| 本年度摊销： |
||||||
| 精算损失 |
2 | 4 | ||||
| 监管资产 |
4 | 7 | ||||
| 非服务总成本 |
(9) | (5) | ||||
| 固定福利养老金计划合计 |
1 | 6 | ||||
| 非养老金福利计划 |
||||||
| 服务成本 |
1 | 1 | ||||
| 非服务成本 |
||||||
| 利息成本 |
2 | 2 | ||||
| 监管资产当年摊销 |
1 | 1 | ||||
| 总非服务成本 |
3 | 3 | ||||
| 非养恤金福利计划总额 |
4 | 4 | ||||
| 合计固定福利计划 |
$ | 5 | $ 10 | |||
截至2022年3月31日的三个月，Emera与这些固定福利计划相关的缴费为1,400万美元 (2021-1,400万美元)。2022年，雇主对固定收益养老金计划的年度缴费估计为4100万美元。截至2022年3月31日的三个月，Emera与这些固定缴款计划相关的捐款为900万美元(2021年至1000万美元)。
| 18. | 短期债务 |
Emera的短期借款包括商业票据发行、循环和非循环信贷贷款以及短期票据。有关短期债务的详情，请参阅Emera 2021年度经审计综合财务报表附注23。
| 19. | 长期债务 |
有关长期债务的详细信息，请参阅Emera 2021年年度经审计综合财务报表中的附注25，以及下面关于2022年长期债务融资活动的附注25。
按细分市场划分的近期重大融资活动：
其他电力设施
2022年3月25日，ECI修改了其摊销浮动利率票据，将到期日从2022年3月25日延长至2027年3月25日。
59
| 20. | 承付款和或有事项 |
| A. | 承付款 |
截至2022年3月31日，今后五年及以后每一年的合同承付款(不包括养恤金和其他退休后债务、长期债务和资产报废债务)包括以下内容：
| 数百万加元 |
2022 | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 此后 | 总计 | |||||||||||||||||||
| 交通(1) |
$ | 438 | $ | 464 | $ | 377 | $ | 321 | $ | 295 | $ | 2,588 | $ 4,483 | |||||||||||||
| 购买电力(2) |
194 | 228 | 242 | 236 | 228 | 2,309 | 3,437 | |||||||||||||||||||
| 燃料、气体供应和储存 |
758 | 136 | 54 | 48 | 31 | - | 1,027 | |||||||||||||||||||
| 基本工程项目 |
369 | 98 | 4 | 1 | - | - | 472 | |||||||||||||||||||
| 长期服务协议(3) |
52 | 57 | 56 | 40 | 33 | 92 | 330 | |||||||||||||||||||
| 股权投资承诺(4) |
240 | - | - | - | - | - | 240 | |||||||||||||||||||
| 租约和其他(5) |
11 | 15 | 14 | 12 | 5 | 115 | 172 | |||||||||||||||||||
| 需求侧管理 |
36 | 1 | 1 | 1 | - | - | 39 | |||||||||||||||||||
| $ | 2,098 | $ | 999 | $ | 748 | $ | 659 | $ | 592 | $ | 5,104 | $ 10,200 | ||||||||||||||
| (一)各管道燃料运输和运力采购承诺。包括一笔1.37亿美元的承诺，用于PGS和SeaCoast之间到2040年的天然气运输合同 。 | ||||||||||||||||||||||||||
| (2)每年要求在不同的合同期限内向综合电力公司或其他公用事业公司购买电力生产。 | ||||||||||||||||||||||||||
| (3)某些发电设备的维护、与发电设施和风电运营协议有关的服务、计算机和通信基础设施的外包管理 以及植被管理。 | ||||||||||||||||||||||||||
| (4)Emera承诺在LIL投入使用后向其提供股权。 | ||||||||||||||||||||||||||
| (5)包括建筑物、土地、电信服务和轨道车辆的运营租赁协议、传输权和投资承诺。 | ||||||||||||||||||||||||||
NSPI有合同义务在自2018年1月15日启用之日起约38年内向NSPML支付使用Sea Link的费用。 2022年2月，UARB发布了其决定和董事会命令，批准了NSPML要求的约18亿美元的费率基数，并批准从NSPI收取1.68亿美元 ，用于在2022年收回海上链路成本。在38年承诺期的剩余时间内，应向NSPML支付的时间和金额有待UARB的批准。
一旦LIL投入使用，Emera和Nalcor之间的商业协议要求True UPS敲定双方分别与Sea Link和LIL有关的投资义务。
Emera已承诺，如果提出请求，将获得纳尔科的某些传输权，使其能够传输纽芬兰、拉布拉多或新斯科舍省未使用的能源。Nalcor有权将这些能源从新斯科舍省传输到新英格兰能源市场，从2021年8月15日起生效，也就是NS Block Delivery义务开始之日， 持续50年。由于签订了转播权合同，债务包括在上表的租赁和其他合同中。
| B. | 法律诉讼 |
东元危地马拉控股公司(TGH)
在Emera于2016年收购东元能源之前，东元能源的全资子公司TGH剥离了其在危地马拉电力部门的间接投资，但保留了对危地马拉共和国的某些债权 (危地马拉)。2013年，TGH根据多米尼加共和国-中美洲-美国自由贸易协定向国际投资争端解决中心(投资争端解决中心)提出了针对危地马拉的仲裁请求。仲裁涉及TGH的指控，即危地马拉不公平地为当地一家分销公司设定了分销电价，损害了TGH对该公司的投资。ICSID设立的一个法庭作出了有利于TGH(第一个裁决)的裁决，危地马拉于2020年11月支付了大约3800万美元，作为第一个裁决的全额和最终付款。
60
2016年9月23日，TGH提交了重新提交仲裁的请求，要求在第一个裁决中裁决的基础上再进行损害赔偿。2020年5月13日，ICSID法庭裁定TGH向危地马拉支付超过3500万美元的额外损害赔偿和费用，外加利息(第二次裁决)。TGH随后要求重新考虑与第二个奖项相关的利息额度。2020年10月16日，仲裁庭批准了TGH的额外利息请求。额外的金额约为200万美元。2021年2月12日，危地马拉向ICSID提交了废止第二项裁决的申请。2021年3月31日，ICSID成立了一个特设委员会来监督废止程序。2021年5月17日，特设委员会发布了(I)一项决定，继续执行第二项裁决，直至委员会就危地马拉的废止申请作出决定；和(Ii)一项命令，说明废止情况通报和听证会的日期，自2022年7月27日开始。危地马拉于2021年8月25日提交了废止申诉书。TGH关于废止的反诉诉状于2021年12月8日提交。危地马拉的答复是在2022年3月7日星期一提交的。TGH的答辩截止日期为2022年6月6日。到目前为止，第二个奖项的总金额约为6200万美元，其中包括利息。到目前为止，结果并没有反映出第二个奖项的任何好处。
超级基金和以前的人造天然气工厂场地
Tec通过其坦帕电气和PGS部门，是某些超级基金网站以及通过其PGS部门对某些前人造天然气厂网站潜在的责任方(PRP)。尽管与这些站点相关的连带责任 可能带来巨额响应成本，但截至2022年3月31日，TEC估计其财务负债为1,700万美元(1,400万美元)，主要是在PGS。这一估计假设涉及的其他 个PRP是值得信赖的实体。这笔款项已应计，主要反映在简明综合资产负债表其他长期负债下的长期负债部分。与这些场地相关的环境修复费用预计将在多年内支付。
估计金额仅代表可归因于TEC的清理费用部分 。执行这项工作的估计数是根据TEC在类似工作中的经验，并根据现场具体情况和与相关政府机构达成的协议进行调整的。这些估计是以现值美元计算的， 没有贴现，也不假定有任何保险赔偿。
在涉及其他PRP的情况下，大多数PRP目前被认为是值得信赖的，并可能在补救工作期间继续值得信赖。然而，在那些不是这样的情况下，TEC承担的责任可能会超过TEC的实际补救费用百分比。可能影响这些估计的其他 因素包括可能扩大清理活动范围的额外测试和调查、清理活动本身可能产生的额外责任，或者可能需要额外补救的法律或法规的变化。根据现行法规，这些成本可以通过基本费率程序中确定的客户费率收回。
其他法律程序
Emera及其附属公司可能不时涉及本公司认为在正常业务过程中不会对本公司财务状况产生重大不利影响的其他法律程序、索偿及诉讼。
| C. | 主要金融风险和不确定性 |
Emera认为，以下主要财务风险可能会在正常业务过程中对公司产生重大影响。与衍生工具和公允价值计量相关的风险在附注12和附注13中讨论。
61
健全的风险管理是有效运营业务和成功实施公司战略的基本原则。Emera有一个全业务范围的风险管理流程，由董事会监督，以确保一致和一致的风险管理方法。董事会于2021年9月成立了风险和可持续发展委员会(RSC)。RSC的任务是协助董事会履行其风险和可持续性监督职责，包括监督本公司的企业风险管理框架，包括识别、评估、监测和管理企业风险。
外汇风险
本公司受外币汇率变动的影响。Emera在国际上运营，公司在加拿大以外赚取的净收入中有越来越多的收入。因此，Emera面临加元与美元之间汇率变动的风险，这可能会对业绩产生积极或不利的影响。
与公司的风险管理政策一致，Emera通过匹配美元计价债务为其美国业务融资来管理货币风险，并可能使用 外币衍生品工具来对冲特定交易和收益敞口。公司可以签订外汇远期和掉期合约，以限制某些外币交易的风险敞口，例如燃料购买、收入流和资本投资，以及在加拿大以外赚取的净收入。本公司受汇率管制的附属公司的监管框架允许收回审慎产生的成本，包括外汇。
本公司不会利用衍生金融工具进行外币交易或投机，或对冲其在外国附属公司的投资价值。在外国子公司的净投资汇兑损益不会影响AOCI报告的净收入。
流动性与资本 市场风险
流动性风险涉及Emera确保有足够资金履行其财务义务的能力。Emera通过持续预测现金需求以确定是否有足够资金来管理这一风险 。流动性和资本需求可以通过内部产生的现金流、资产出售、短期信贷安排和持续的资本市场准入来筹集资金。该公司合理地预计流动资金来源将超过资本需求。
Emera能否获得资本和借款成本受到几个风险因素的影响，包括金融市场状况、市场混乱和信用评级机构给予的评级。资本市场的中断可能会阻止Emera发行新的证券，或导致公司发行条款和条件不佳的证券。Emera的增长计划需要在房地产、厂房和设备方面进行大量资本投资，与利率变化相关的风险可能会对融资成本产生不利影响。公司未来获得资金的渠道和借款成本可能会受到各种市场混乱的影响。无法获得具有成本效益的资本可能会对Emera为其增长计划提供资金的能力产生重大影响。
Emera面临与其信用评级变化相关的财务风险。评级机构评估许多因素以确定信用评级，包括公司的业务和监管框架、收回成本和赚取回报的能力、多元化、杠杆、流动性和增加对气候变化相关影响的风险敞口，包括飓风和其他恶劣天气事件的频率和严重性增加。信用评级的降低可能导致未来融资的利率上升、某些现有信贷安排下的借款成本增加、限制进入商业票据市场或限制子公司业务获得足够的信贷支持。对于某些衍生工具，如果本公司的信用评级降至投资级以下，则这些头寸的负债净额的全部价值可能需要作为抵押品入账。Emera通过积极监测和管理关键财务指标来管理这些风险，目的是维持投资级信用评级。
62
本公司通过发行各种形式的基于股票的薪酬而暴露于自己的普通股价格，这些薪酬通过每期对已发行单位进行重估而影响收益。该公司使用股票衍生品来降低基于股票薪酬的收益波动性。
利率风险
Emera将固定利率和浮动利率的债务融资组合用于运营和资本投资，导致面临利率风险。Emera寻求通过投资组合方法管理利率风险，其中包括使用期限交错的固定利率和浮动利率债务。该公司将不时发行长期债务或订立利率对冲合约，以限制其受浮动利率债务波动的影响。
对于Emera受监管的子公司，债务成本是利率的一个组成部分，审慎产生的债务成本从客户那里收回。监管净资产收益率将 大体上跟随利率的方向，因此监管净资产收益率可能在降息时下降，在加息时上升，尽管不是直接和一般的，有一个反映监管过程的滞后期。利率上升还可能对项目开发和收购举措的经济可行性产生负面影响。
商品 价格风险
本公司的公用燃料供应受到商品价格风险的影响。此外，Emera Energy通过其大宗商品合同和安排组合面临大宗商品价格风险。
公司通过已建立的流程和实践来管理这一风险，以识别、监控、报告和 缓解这些风险。本公司的商业安排，包括供应和购买协议、资产管理协议、管道运输协议和金融对冲工具的组合，都用于管理和缓解这一风险。此外，其信用政策、交易对手信用评估、市场和信用状况报告以及其他风险管理和报告做法也被用于管理和缓解这一风险。
受监管的公用设施
该公司的大部分通用燃料供应来自国际供应商，因此可能会受到更广泛的全球条件的影响，其中可能包括对交付可靠性和价格的影响，尽管有合同条款。本公司寻求通过金融对冲工具和实物合同以及在适用的情况下与交易对手签订合同保护来管理这一风险。
Emera的大多数受监管的电力和天然气公用事业公司分别采用和实施了燃料调整机制和购买的天然气调整机制，这进一步有助于管理大宗商品价格风险，因为本公司受费率监管的子公司的监管框架允许回收谨慎产生的燃料和天然气成本。
Emera能源营销与交易
Emera Energy已采取进一步措施来管理大宗商品风险。Emera Energy的电力和天然气营销和交易组合的大部分合同，特别是其天然气资产管理安排，都是根据背靠背基础上，避免任何大宗商品的重大多头或空头头寸。然而，在发生操作问题或交易对手违约的情况下，投资组合受到大宗商品价格风险的影响，特别是在相关市场之间的基点差异方面。
63
为了衡量大宗商品价格风险敞口，Emera Energy采用了许多控制和流程，包括估计风险价值(VaR)对其风险敞口的分析。VaR金额代表对公允价值可能发生的变化的估计，如果工具或投资组合持有特定时间段，则可能因Emera Energy投资组合的变化或给定置信度内的市场因素变化而发生的变化。VaR计算用于量化与实物商品(主要是天然气和电力头寸)相关的市场风险敞口。
所得税风险
公司所得税拨备的计算受到加拿大、美国和加勒比海地区税法变化的影响。任何此类变化都可能影响公司未来的收益、现金流和财务状况。Emera现有递延税项资产和负债的价值由现有税法确定，可能会受到法律变化的负面影响。Emera监控现有税法的状况，以确保影响公司的变化在公司的纳税申报文件和财务业绩中得到适当反映。
| D. | 保函和信用证 |
Emera的担保和信用证与公司2021年经审计的年度合并财务报表中披露的担保和信用证一致，并有如下重大更新：
该公司拥有金额为1.19亿美元(2021年12月31日-1.48亿美元)的备用信用证和担保债券，提供给向Emera及其子公司提供信贷的第三方。这些信用证和担保债券的期限通常为一年，并根据需要每年续签。
Emera Inc.已经为ECI的未偿还票据提供了6600万美元的担保。本担保将于债务全额偿还之日起自动终止。
东元能源根据一份将于2055年12月31日到期的确定服务协议 ，就SeaCoast的履约义务发布了一份担保，可由交易对手选择两个延期条款，最终到期日为2071年12月31日。如果SeaCoast 未能根据公司服务协议付款或履行合同，担保金额最高可达1,300万美元。如果东元能源的长期高级无担保信用评级被穆迪或标普下调至投资级以下，东元能源将需要由附属公司提供投资级信用评级的替代担保，或提供1,300万美元的信用证或现金保证金。
| 21. | 简明合并现金流量表补充资料 |
| 对于 |
截至3月31日的三个月 | |||||
| 数百万加元 |
2022 | 2021 | ||||
| 非现金流动资本的变化 ： |
||||||
| 库存 |
$ | 86 |
$ 32 | |||
| 应收账款和其他流动资产 |
(47) | (49) | ||||
| 应付帐款 |
(4) | (98) | ||||
| 其他流动负债 |
84 | 74 | ||||
| 非现金营运资金合计 |
$ | 119 | $ (41) | |||
| 补充披露 非现金活动： |
||||||
| 普通股股息再投资 |
$ | 59 | $ 53 | |||
| 应计资本支出增加 |
$ | 30 | $ 26 | |||
64
| 22. | 可变利息实体 |
Emera持有NSPML的可变权益，已确定Emera不是主要受益者，因为它不拥有NSPML的控股权 。当关键里程碑实现时，Nalcor Energy在财务报告中被视为该资产的主要受益人，因为他们有权管理预计将对NSPML的经济表现产生最重大影响的大多数直接活动。因此，Emera将NSPML记录为股权投资。
BLPC设立了自我保险基金(SIF)，主要目的是建立一个基金，以应对某些发电、输电和配电系统的损坏和相应损失的风险。ECI在已确定ECI为主要受益人的SIF中持有可变权益，因此，SIF必须由ECI合并。在确定ECI控制SIF时，管理层认为，实质上，SIF的活动是代表ECI的子公司BLPC进行的，BLPC本身就从SIF的运营中获得了好处。此外，由于ECI通过BLPC享有SIF的所有好处，因此它也面临与SIF活动相关的风险。本公司对SIF基金资产的任何提取都将受现有法规的约束。Emera在SIF中的合并VIE在简明合并资产负债表上记录为其他长期资产、限制性现金和监管负债。包括在限制性现金中的金额是要求为BLPC SIF预留的现金部分。
本公司已确定某些符合可变权益定义的长期购电协议，因为本公司须以固定价格购买全部或大部分电力。然而，已确定本公司不是主要受益人，因为它没有权力指导实体的活动，包括运营发电设施和做出管理决策的能力 。
下表提供了Emera在材料未合并VIE中所占份额的信息：
| 截至 |
March 31, 2022 | 2021年12月31日 | ||||||||||||||
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| 极大值 | 极大值 | |||||||||||||||
| 数百万加元 |
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总计 资产 |
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暴露于 损失 |
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总资产 | 暴露于 损失 |
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| Emera在其中拥有可变利益的未合并VIE |
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| NSPML(股权入账) |
$ | 527 | $ | 5 | $ | 533 | $ | 11 | ||||||||
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| 23. | 比较信息 |
这些财务报表包含对上期金额的某些重新分类，以便与本期列报保持一致，对净收入没有影响。
| 24. | 后续事件 |
这些财务报表和附注反映了公司对资产负债表日至2022年5月12日(财务报表发布之日)之后发生的事件的评估。
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